Document Content

BỘ CÔNG THƯƠNG

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

Số: 12/2025/TT-BCT

Hà Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025

THÔNG TƯ

Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực

hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này hướng dẫn chi tiết khoản 3 Điều 12, khoản 5 Điều 44, điểm g khoản 1 Điều 51 của Luật Điện lực số 61/2024/QH15 về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:

a) Nhà máy điện hoạt động trên lãnh thổ nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam đấu nối với hệ thống điện quốc gia;

b) Các cơ quan, tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

3. Nội dung về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện quy định tại Thông tư này không áp dụng đối với các đối tượng sau: nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ áp dụng cơ chế biểu giá chi phí tránh được, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện và tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện là đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện.

2. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy định của thị trường điện cạnh tranh.

3. Chủ đầu tư là cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu vốn, vay vốn hoặc được giao trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án điện lực.

4. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng bên bán điện giao cho bên mua điện.

5. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện cạnh tranh.

7. Hợp đồng mua bán nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

8. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

9. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

10. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư được phê duyệt sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện.

11. Nhà máy điện mới là nhà máy điện được đầu tư xây dựng mới hoặc phần nhà máy mở rộng đầu tư xây dựng mới chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.

12. Suất tiêu hao nhiệt tinh là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện (BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kCal/kWh).

13. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng.

14. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư được điều chỉnh theo quy định của pháp luật về xây dựng có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện.

15. Vốn đầu tư quyết toán là toàn bộ chi phí hợp pháp thực hiện trong quá trình đầu tư để đưa dự án vào khai thác sử dụng. Chi phí hợp pháp là chi phí được thực hiện trong phạm vi dự án, thiết kế, dự toán được phê duyệt; hợp đồng xây dựng đã ký kết phù hợp với quy định của pháp luật; kể cả phần điều chỉnh, bổ sung được duyệt theo quy định và đúng thẩm quyền. Vốn đầu tư được quyết toán phải thuộc giới hạn tổng mức đầu tư được duyệt (hoặc được điều chỉnh) theo quy định của pháp luật.

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN, NGUYÊN TẮC

TÍNH GIÁ ĐIỆN ĐỂ THỰC HIỆN DỰ ÁN ĐIỆN LỰC

Mục 1

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện

1. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:

a) Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;

b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

2. Giá hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư này.

3. Giá hợp đồng mua bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá dịch vụ phát điện).

4. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở:

a) Giá hợp đồng mua bán điện năm cơ sở không vượt quá khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành tại năm cơ sở, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện để so với khung giá phát điện được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện;

b) Trường hợp năm cơ sở không có khung giá phát điện, giá hợp đồng mua bán điện được tính toán quy đổi các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện gần nhất sau năm cơ sở của loại hình nhà máy điện đó.

Điều 4. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở của nhà máy điện

Giá hợp đồng mua bán điện năm cơ sở PC (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

PC = PCĐ + PBĐ

1. PCĐ (đồng/kWh) là giá cố định năm cơ sở, được xác định theo công thức sau:

PCĐ = FC + FOMCb

Trong đó:

FC: Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);

FOMCb­­: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

2. PBĐ (đồng/kWh) là giá biến đổi năm cơ sở được xác định như sau:

a) Đối với nhà máy nhiệt điện, PBĐ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).

b) Đối với nhà máy thủy điện, điện mặt trời, điện gió: PBĐ bằng 0 (không).

3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận bảo đảm không tính trùng trong tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt.

Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân của nhà máy điện

1. Giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC):

a) Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư (hoặc tổng mức đầu tư điều chỉnh) có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện hoặc vốn đầu tư quyết toán đối với các nhà máy điện đàm phán theo quy định tại Điều 15 Thông tư này được sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của bên bán điện tính đến điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục: nhà máy điện; cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, hệ thống lưu trữ điện (nếu có đối với nhà máy năng lượng tái tạo), chi phí đầu tư lưới điện từ nhà máy điện đến điểm đấu nối, các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);

b) Đời sống kinh tế: Được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này thì áp dụng theo văn bản đó (năm);

c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện (AGN) được tính toán như sau:

Trong đó:

ANM: Sản lượng điện phát tại đầu ra của nhà máy điện (không bao gồm hệ thống lưu trữ điện) theo thiết kế cơ sở có hiệu lực tại thời điểm đàm phán (kWh).

Riêng đối với nhà máy nhiệt điện, ANM tính theo công thức sau:

ANM = Pt x Tmax

Pt : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt (kW);

Tmax : Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy được áp dụng theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền trong trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt Tmax hoặc theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, thông số này do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không vượt quá giá trị tại thiết kế cơ sở được duyệt (%) hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có);

kCS : Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có).

Trường hợp không xác định được AGN theo công thức trên, bên bán điện và bên mua điện xác định theo thiết kế cơ sở, thiết kế kỹ thuật quy đổi về điểm giao nhận điện có hiệu lực tại thời điểm đàm phán (đối với nhà máy điện gió hai bên thỏa thuận xác định sản lượng theo mức kỳ vọng P50). Trường hợp không xác định được theo thiết kế kỹ thuật hoặc thiết kế cơ sở được duyệt thì xác định theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp không xác định được theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, AGN do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

d) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính (năm): Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao theo quy định của pháp luật có liên quan trong từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích khấu hao khác (nếu có);

đ) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư được xác định theo quyết định phê duyệt dự án đầu tư, thực tế huy động vốn cho dự án tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư dự án;

e) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: được xác định trên cơ sở vào hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.

Trường hợp tổng vốn vay tại các hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản tài liệu có tính pháp lý giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở nguyên tắc: Thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm và quy định về lãi suất vốn vay như sau:

e1) Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán được công bố bởi Fed (Trang thông tin điện tử: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3%/năm;

e2) Lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ dịch vụ phí của các ngân hàng là 3%/năm.

g) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 6. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện

Giá vận hành và bảo dưỡng năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl tại năm cơ sở theo công thức sau:

TCscl =VĐTXD+TB x kscl + Ccdk

Trong đó:

VĐTXD+TB:

Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kscl :

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định kscl tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

Ccdk :

Chi phí nạo vét luồng vào cảng, phí hạ tầng, chi phí liên quan khác do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (nếu có) (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán chi phí này tại năm cơ sở, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm (đồng);

AGN :

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện (kWh) được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCnc:

Tổng chi phí nhân công tại năm cơ sở gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, bảo hiểm y tế, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng);

Tổng chi phí nhân công TCnc năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công của nhà máy và tính toán quy đổi về năm cơ sở như sau:

Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng năm tính toán giá điện: Tỷ lệ quy đổi về năm cơ sở xác định theo mức lương tối thiểu vùng;

Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc năm cơ sở theo công thức sau:

TCnc =VĐTXD+TB x knc

Trong đó:

VĐTXD+TB:

Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

knc:

Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định knc tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

AGN :

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

Điều 7. Phương pháp xác định giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện

Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại năm cơ sở PBĐ (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều này (đồng/kWh);

Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh).

1. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở , được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện sử dụng nhiên liệu chính do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kg/kWh);

Giá nhiên liệu chính năm cơ sở được tính toán bằng bình quân gia quyền của các hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU hoặc đồng/kg).

2. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện năm cơ sở , được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhà máy điện sử nhiên liệu phụ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (kg/kWh hoặc kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh);

Giá nhiên liệu phụ năm cơ sở bằng bình quân gia quyền của các hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Cvlp:

Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện năm cơ sở (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm tại năm cơ sở, cho phép sử dụng các thành phần chi phí này tại các thời điểm có đủ số liệu và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ckd:

Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện. Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí khởi động tại năm cơ sở, cho phép tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ck:

Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này; Đối với nhà máy điện không quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

AGN:

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

4. Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện năm cơ sở được xác định theo công thức sau :

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU hoặc đồng/kg) và được xác định như sau:

Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy điện rác, điện sinh khối, điện năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu mà giá nhiên liệu chính đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính, cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối, tồn trữ, tái hóa thì giá vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng bằng 0 (không).

Điều 8. Nhà máy điện chưa có quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện

Trường hợp nhà máy điện chưa có phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, khung giá phát điện thì bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận về việc xây dựng phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, hướng dẫn.

Điều 9. Giá tạm thời

Trường hợp chưa thỏa thuận được giá hợp đồng mua bán điện, bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận mức giá tạm thời để áp dụng cho đến khi thỏa thuận được mức giá chính thức.

Điều 10. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với các nhà máy điện mặt trời, điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng không đáp ứng đầy đủ các điều kiện áp dụng giá điện theo các Quyết định của Thủ tướng Chính phủ

Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện mặt trời và nhà máy điện gió đã ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng không đáp ứng điều kiện áp dụng giá mua điện quy định tại các Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017, Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020, Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 26 tháng 6 năm 2011, Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10 tháng 9 năm 2018 của Thủ tướng Chính phủ được quy định như sau:

1. Bên bán điện và bên mua điện căn cứ nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện tại Thông tư này, xây dựng phương án giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện:

a) Năm cơ sở của nhà máy điện đàm phán giá dịch vụ phát điện là năm vận hành thương mại của nhà máy điện;

b) Đối với phần nhà máy điện chưa có giá dịch vụ phát điện, giá dịch vụ phát điện được xác định trên cơ sở thông số đầu vào của toàn bộ nhà máy điện.

2. Điện năng giao nhận bình quân hằng năm được xác định như sau:

a) Trên cơ sở thiết kế cơ sở (hoặc thiết kế kỹ thuật khi không xác định được theo thiết kế cơ sở) được thẩm định bởi cơ quan Nhà nước có thẩm quyền (đối với nhà máy điện gió hai bên thỏa thuận xác định sản lượng theo mức kỳ vọng P50);

b) Trường hợp không xác định được theo quy định tại điểm a khoản này, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận thống nhất trên cơ sở các thông số kỹ thuật trong hồ sơ thiết kế cơ sở hoặc hồ sơ thiết kế kỹ thuật được sử dụng trong thông báo kết quả thẩm định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế cơ sở thì sử dụng tổng mức đầu tư theo thiết kế cơ sở, trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế kỹ thuật thì sử dụng tổng mức đầu tư theo thiết kế kỹ thuật tương ứng.

3. Giá vận hành và bảo dưỡng năm cơ sở của nhà máy điện FOMCb được xác định như sau:

Trong đó:

TC:

Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được xác định theo công thức sau: TC = VĐT x k

Trong đó:

VĐT:

Chi phí đầu tư nhà máy điện (đồng);

k:

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm Thông tư này.

4. Các thông số khác để tính toán giá dịch vụ phát điện, phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán, nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở quy định tại Chương II Thông tư này.

5. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện thực hiện theo quy định tại khoản 1 Điều 19 Thông tư này.

Điều 11. Nguyên tắc xác định giá bán điện trong đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án điện lực

Trường hợp tổ chức đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án điện lực theo quy định tại khoản 1 Điều 19 Luật Điện lực, giá điện trong hồ sơ mời thầu được xây dựng theo nguyên tắc tại Chương II Thông tư này. Bộ số liệu tính toán giá điện đề xuất trên cơ sở hồ sơ mời thầu và đơn vị tư vấn.

Mục 2

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN CỦA

NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI

Điều 12. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện mà hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế

Đối với các nhà máy điện (đã thực hiện đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư số 41/2010/TT-BCT, Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 57/2020/TT-BCT, Thông tư số 07/2024/TT-BCT) mà hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế, bên bán điện và bên mua điện thống nhất giá dịch vụ phát điện áp dụng cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế bảo đảm giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Điều 13. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế

1. Giá cố định của nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc bảo đảm cho nhà máy điện thu hồi các chi phí phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh điện. Thời gian tính giá do hai bên thỏa thuận hoặc theo chu kỳ sửa chữa lớn thiết bị chính và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt thời gian tính giá, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định trên cơ sở quy định tại Điều 7 Thông tư này có xét đến các yếu tố phù hợp với thực tế vận hành.

3. Sản lượng phát bình quân được xác định trên cơ sở công suất nhà máy điện theo thiết kế được duyệt và Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, sản lượng điện bình quân được xác định trên cơ sở số liệu thống kê thực tế của chu kỳ gần nhất phù hợp thời gian chu kỳ tính giá tiếp theo.

4. Trường hợp nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế và có thực hiện đầu tư nâng cấp nhà máy điện thì bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, đàm phán giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này và phù hợp với thời gian khấu hao của thiết bị chính được nâng cấp.

5. Thời hạn hợp đồng mua bán điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận căn cứ trên chu kỳ sửa chữa lớn của thiết bị chính.

Điều 14. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện còn hiệu lực nhưng giá dịch vụ phát điện hết hiệu lực hoặc nhà máy điện hết thời hạn hợp đồng BOT đã bàn giao cho Chính phủ hoặc nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền và nhà máy điện đã vận hành thương mại mà hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực

1. Giá dịch vụ phát điện được xác định theo nguyên tắc bảo đảm cho nhà máy thu hồi các chi phí đầu tư (nếu có), chi phí sản xuất kinh doanh điện và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý.

2. Thời gian tính giá dịch vụ phát điện theo thời gian còn lại của đời sống kinh tế của nhà máy điện hoặc theo thời hạn còn lại của hợp đồng mua bán điện hoặc do hai bên thỏa thuận.

3. Sản lượng phát bình quân được xác định trên cơ sở công suất nhà máy điện theo thiết kế được duyệt và Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, sản lượng điện bình quân được xác định trên cơ sở số liệu thống kê thực tế của chu kỳ gần nhất phù hợp thời gian chu kỳ tính giá tiếp theo.

4. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở quy định tại Điều 7 Thông tư này có xét đến các yếu tố phù hợp với thực tế vận hành.

5. Chi phí vận hành và bảo dưỡng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

6. Chi phí đầu tư tính toán giá dịch vụ phát điện được xác định theo giá trị còn lại của tài sản tại thời điểm giá dịch vụ phát điện hết hiệu lực hoặc hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực, cộng thêm các chi phí cải tạo, nâng cấp (nếu có).

Điều 15. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toán

Đối với các nhà máy điện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 27 Thông tư này:

1. Sau khi xác định được vốn đầu tư quyết toán, bên bán điện có trách nhiệm gửi cho bên mua điện hồ sơ liên quan đến vốn đầu tư quyết toán.

2. Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:

a) Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này và được cập nhật lại các thông số đầu vào cùng thời điểm xác định vốn đầu tư quyết toán;

c) Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện không vượt quá khung giá phát điện của năm vận hành thương mại của toàn nhà máy điện;

d) Giá dịch vụ phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 16 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm bên bán điện và bên mua điện ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở vốn đầu tư quyết toán;

đ) Năm cơ sở của các nhà máy đàm phán giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán là năm vận hành thương mại của toàn nhà máy điện.

Mục 3

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 16. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

1. Bên bán điện và bên mua điện có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng. Trường hợp bên bán điện và bên mua điện thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự án, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận giá cố định bình quân của nhà máy điện thành giá cố định từng năm ( FCj Giá cố định năm j) với điều kiện bảo đảm giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và tuân thủ theo các nguyên tắc sau:

a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá cố định từng năm do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận bằng tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của nhà máy điện;

b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay.

Điều 17. Nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Bên bán điện và bên mua điện xem xét thỏa thuận, thống nhất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán hoặc theo chỉ số CPI do Cơ quan thống kê trung ương công bố nhưng không vượt quá 2,5%/năm.

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trong phương án giá dịch vụ phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá. Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m:

Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện bên bán điện và bên mua điện thống nhất (loại);

n:

Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);

Di,j:

Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;

Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);

Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i bên bán điện và bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng).

Điều 18. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán

Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j,t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Giá cố định năm j được xác định theo quy định tại Điều 16 Thông tư này (đồng/kWh);

:

Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kWh);

Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kWh).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này;

i:

Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

l:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j ( ) được xác định như sau:

Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;

Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/tháng);

Mức lương tối thiểu vùng năm cơ sở (đồng/tháng).

Trường hợp tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây lắp và thiết bị thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;

:

Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Cơ quan thống kê trung ương ban hành trong tháng 12 năm (j-1) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;

l:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l = 1, i1 = 0).

2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm a khoản này (đồng/kWh);

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm b khoản này (đồng/kWh);

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j, được xác định theo điểm c khoản này (đồng/kWh);

Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm d khoản này (đồng/kWh).

a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

Giá nhiên liệu chính cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

b) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện năm cơ sở được xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại năm cơ sở xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.

c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm cơ sở được xác định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này;

i:

Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, năm vận hành thương mại đầu tiên của nhà máy điện được tính từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên, l=1);

m:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở m=1).

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), cụ thể như sau:

Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy điện rác, điện sinh khối, điện năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng bằng 0 (không).

3. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy nhiệt điện (đồng), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

u:

Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;

U:

Số tổ máy của nhà máy điện;

f:

Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f = 1; nhiên liệu phụ f = 2);

s:

Trạng thái khởi động của tổ máy;

S:

Số trạng thái khởi động của tổ máy;

pu,f,s:

Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng;

Mu,f,s:

Khối lượng nhiên liệu tiêu hao (kg) hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s;

Du,f,s:

Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg và tính bằng đồng/BTU;

Tổng chi phí khác cho một lần khởi động, được tính bằng đồng.

4. Quy định về thanh toán chi phí khởi động:

a) Đối với nhà máy nhiệt điện: thực hiện theo quy định về thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

b) Đối với nhà máy điện rác, sinh khối, năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Chương III

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 19. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện

1. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho bên bán điện và bên mua điện đàm phán ký kết. Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận, thống nhất bổ sung các điều khoản được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.

2. Ngôn ngữ sử dụng là tiếng Việt. Trường hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 20. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa bên bán điện và bên mua điện

1. Tài liệu đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện mới bao gồm:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc quyết định chủ trương đầu tư hoặc giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;

c) Quyết định đầu tư xây dựng công trình kèm theo thuyết minh và báo cáo thẩm định dự án đầu tư nhà máy của tư vấn độc lập, các tài liệu kèm theo;

d) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư lần đầu của dự án hoặc tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở và văn bản thông báo kết quả thẩm định thiết kế cơ sở, thẩm định tổng mức đầu tư của cơ quan quản lý nhà nước về xây dựng theo quy định (nếu có);

đ) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện;

e) Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các nguồn vốn vay;

g) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, giá vận chuyển nhiên liệu, giá tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên liệu và thời hạn cung cấp nhiên liệu;

h) Tài liệu tính toán tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong nhà máy điện;

i) Tài liệu tính suất tiêu hao nhiệt tinh đối với nhà máy nhiệt điện;

k) Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Mục 1 và Mục 3 Chương II Thông tư này;

l) Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

2. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện đã vận hành thương mại bao gồm:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Hợp đồng mua bán điện hiện có;

c) Hồ sơ kỹ thuật của nhà máy, số liệu kỹ thuật hệ thống SCADA/EMS, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động, đặc tính vận hành P-Q các tổ máy tới thời điểm hiện tại;

d) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện;

đ) Phương án giá bán điện của nhà máy được xác định theo quy định tại Chương II Thông tư này;

e) Báo cáo tài chính hoặc các văn bản có liên quan của nhà máy điện các năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện;

g) Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

Chương IV

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 21. Trách nhiệm của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực thuộc Bộ Công Thương

Hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện quy định tại Thông tư này. Trong trường hợp cần thiết đề xuất việc sửa đổi, bổ sung Thông tư để phù hợp với nhu cầu thực tiễn và đồng bộ quy định pháp luật.

Điều 22. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Chủ trì, phối hợp với bên mua điện, bên bán điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

2. Chủ trì, phối hợp với bên mua điện, bên bán điện xem xét việc tính toán, hợp nhất các hợp đồng mua bán điện để phù hợp với thực tế hoạt động của đơn vị phát điện, tăng hiệu quả hoạt động, giảm chi phí chung của hệ thống điện quốc gia khi có đề nghị từ bên bán điện, bên mua điện.

Điều 23. Trách nhiệm của Bên mua điện

1. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên bán điện theo quy định tại Thông tư này; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Phối hợp với bên bán điện tính toán, thống nhất chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 24. Trách nhiệm của Bên bán điện

1. Đàm phán với bên mua điện về hợp đồng mua bán điện theo quy định; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

3. Bên bán điện có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu, đơn vị vận chuyển nhiên liệu và ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu tuân thủ quy định của pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

4. Bên bán chịu trách nhiệm kiểm soát các hợp đồng cung cấp, vận chuyển nhiên liệu bảo đảm nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch theo quy định của pháp luật có liên quan.

5. Phối hợp với bên mua điện tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện hàng năm theo quy định tại Thông tư này, gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 25. Trách nhiệm của bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu

Thực hiện ký kết các hợp đồng khung, hợp đồng cung cấp nhiên liệu, hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và các hợp đồng nhiên liệu có liên quan khác theo quy định của pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

Điều 26. Điều chỉnh giá dịch vụ phát điện

Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện tại hợp đồng mua bán điện đã ký theo quy định tại Khoản 4 Điều 52 Luật Điện lực.

Điều 27. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 57/2020/TT-BCT, Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 51/2015/TT-BCT và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19 tháng 9 năm 2017, khi có vốn đầu tư quyết toán bên bán điện và bên mua điện có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

2. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 41/2010/TT-BCT, khi có ý kiến của cơ quan nhà nước có thẩm quyền về việc đàm phán lại giá điện theo vốn quyết toán, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện, bên bán điện và bên mua điện có quyền đàm phán, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

4. Đối với từng giai đoạn thị trường điện cạnh tranh, bên bán điện và bên mua điện có trách nhiệm sửa đổi, bổ sung các điều khoản tại hợp đồng mua bán điện cho phù hợp với quy định từng cấp độ thị trường điện cạnh tranh.

5. Đối với phần chênh lệch tỷ giá chưa có phương án thanh toán trước thời điểm Thông tư số 07/2024/TT-BCT có hiệu lực, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá cho giai đoạn này theo quy định tại Thông tư số 07/2024/TT-BCT.

6. Đối với dự án điện có hạng mục đấu nối đặc thù được đầu tư trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực được tiếp tục áp dụng phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù tại Thông tư số 07/2024/TT-BCT.

Điều 28. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 02 năm 2025.

2. Bãi bỏ Thông tư số 07/2024/TT-BCT ngày 12 tháng 4 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

3. Bãi bỏ Điều 4 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện.

4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét, sửa đổi, bổ sung cho phù hợp./.

THỨ TRƯỞNG

(Đã ký)

Trương Thanh Hoài